海上风电具有单体规模大、风能稳定年利用小时数高、不占用陆地面积、不消耗水资源、适宜大规模开发、发展潜力大等特点，很多国家都在加速布局海上风电项目。随着风电技术日渐成熟，我国海上风电发展势头迅猛，全年新增装机容量为1690万kW，是此前累计建成总规模的1.8倍，目前累计装机容量达到2638万kW，超过英国，跃居世界第一，接近全球海上风电累计装机容量的一半。预计至2030年年底，中国海上风电累计并网装机容量将达到97GW，已成为潜力最大的可再生能源之一。
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图1 并网型风电制氢方案
海上风电制氢作为可再生能源制氢的重要组成部分，也是解决海上风电大规模并网消纳难、深远海电力送出成本高等问题的有效手段，具有巨大的市场潜力和广阔的发展前景。全球范围内已经公布的电解水制氢项目储备总规模达到3200万kW，约有一半来自于海上风电制氢。其中，德国、荷兰、丹麦等欧洲国家均已有百万千瓦级以上的海上风电制氢规划。我国海上风电制氢目前尚处于探索起步阶段，急需借鉴国际海上风电制氢项目开发经验，因地制宜探索科学合理的海上风电制氢系统方案，开展关键核心技术攻关，完善海上风电制氢配套基础设施建设。
海上风电制氢方案
海上风电制氢是指海上风能产生电能，然后利用电能进行电解水制氢，实现风能向氢能源的转化，再将氢气输送至用氢地或在海上就地利用制成更易于储运的其他绿色燃料。海上风电制氢系统主要由海上风力发电机组、电解水制氢系统和氢储运/利用系统组成。
根据制氢电力来源的不同，可以将海上风电制氢技术分为并网型（如图1）和离网型风电制氢两种。并网型风电制氢是指将风电机组接入电网，从电网取电来电解水制氢，主要应用于大规模近岸风电场的弃风消纳和储能。离网型风电制氢是将单台风机或多台风机所发的电能，不经过电网直接提供给电解水制氢设备进行制氢的方案，此方案不受电网和容量的限制，已逐步成为海上风电制氢的主流。
按照电解水制氢系统所处的位置不同，又可分为陆上电解水制氢和海上电解水制氢方案。根据海上电解水制氢系统形式的不同，后者又可进一步分为集中式电解水制氢（如图2）和分布式电解水制氢（如图3）2种系统方案。
图2 集中式电解水制氢方案
图3 分布式电解水制氢方案
对于陆上电解水制氢方案，海上风电机组产生的电力经海底电缆、升压站等设施输送至陆上电解水制氢系统，其优点是具有较高的灵活性，既可以采用并网方式，也可以采用离网方式。并网时制氢系统还可以作为电网调峰的有效手段，在陆上完成氢气的制取和储运，也具有系统安装维护方便的优势。但随着海上风电场开发不断向远海发展，海底电缆成本及海上升压站或换流站的建设运维成本会不断增加，且在电力传输过程中存在更多的损耗。
海上集中式电解水制氢方案中，海上风电机组产生的电力通过风电场集电海缆汇集到海上电解水制氢平台，在该平台完成制氢后，经由输气管道传输至岸上或在平台上进行氢能转换，生成更容易储运的绿色能源。其优点是可以借助已有的海上油气平台或油气管道，将油气平台改造为制氢平台，有效降低项目投资成本。
海上分布式电解水制氢方案中，不需要建设海上电解水制氢平台，取而代之的是在每台风电机组塔底平台上安装模块化的制氢设备，直接在风电机组侧制氢，产生的氢气通过小尺寸输气管道汇集到收集歧管，在这里压缩或直接通过更大直径管道传输至岸上或就近进行氢能利用。该方案最大程度地用输氢管道或就地用氢替换了海上输电设施，降低了能量送出成本，但风电机组侧模块化电解水制氢技术还有待进一步优化。
海上风电制氢关键技术
海上风电制氢技术主要涉及电氢转换和氢气储运与利用两大关键技术，产业瓶颈也主要与这两个关键技术相关。
目前电解水制氢主要有碱性电解水制氢、质子交换膜（PEM）电解水制氢、固态氧化物电解水制氢和固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢4种技术路线。其中，固态氧化物电解水制氢效率最高，但工作温度高（700℃~900℃），寿命较低，电解槽启停不便，目前仍处于初期示范阶段，不适合应用于海上风电制氢。固体聚合物阴离子交换膜电解水制氢工作温度较低（40℃~60℃），能够实现快速启停，现尚处于实验室研发起步阶段，短期内无法应用于海上风电制氢。可用于海上风电应用场景的电解水制氢技术主要是碱性电解水制氢和PEM电解水制氢技术。
碱性电解水制氢是已充分产业化的成熟技术，工作温度适中（70℃~90℃），但启停响应时间较长，电流密度较低，存在渗碱污染环境问题，且需要对碱性流体进行复杂的维护。此外，生产氢气的输出压力较低，长距离大容量储运时需要额外加压。
PEM电解水制氢是未来极具发展前景的绿氢制取技术，现已进入初步商业化阶段，与碱性电解水制氢相比，工作温度更低（50℃~80℃），启动时间更快，电流密度增加到5倍，运行更灵活，利于快速变载，与波动性和间歇性较强的海上风电具有良好的匹配性。而且电解槽结构紧凑，占地面积更小，氢气输出压力更高，无腐蚀性介质污染，更加安全可靠，因此特别适合应用于海上集中式或分布式电解水制氢。但是，PEM电解水制氢的主要瓶颈在于成本和寿命，因其电极、涂层及催化剂多采用贵重金属，目前价格还是比碱性电解水制氢高，并且寿命偏低。
氢的储运存在极大的挑战，而海上长距离运输则显得更差的经济性，随着风电场向深远海拓展，无论是采用管道还是船舶来运氢，都将急剧增加储运成本。基于深远海风电场建设融合电解水制氢，CO2接收，绿色甲醇制备、存储、加注等功能为一体的绿色能源基地，将是一种就地利用氢能的可行方案。该方案通过电解水制取的氢与碳捕集的CO2合成易于储运的绿色甲醇，不仅实现CO2的循环利用，还解决了风力发电的电力输送与利用，以及能源存储等问题，同时在制氢平台建立的CO2接收站和绿色甲醇加注站，既可为绿色甲醇动力船舶加注燃料，还可为船舶CCUS所捕集的CO2找到转移出路。但本方案也存在海上二氧化碳加氢制甲醇的规模化生产和新能源基地综合平台建设等关键技术需要进一步突破。
展望
海上风能资源丰富，海上风电将为减少碳排放做出重要贡献。为实现双碳目标和推进成本的不断下降，风电装机容量将继续保持大幅度增长，海上风机朝着大尺寸、大容量方向发展；此外，随着可开发的近海风电资源的减少和海上风电技术的发展，海上风电场建设向深远海发展将是一大趋势，在此情景下，传统的电能输送或氢能输送方式将迎来经济上和技术上的瓶颈，而就地利用氢能并转化为更容易储运的绿色能源，如甲醇、氨，并与绿色航运燃料需求耦合，将是海上风电制氢行业发展的一条可行路径了，也是海洋能源综合利用的一种方式。海上风电制氢形成的新产业链，也将带动更多新兴产业的发展，为海洋装备制造升级、新能源与清洁能源的革命源源不断地注入活力与能量。
编辑来源 简炎钧 中国船检
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